Технология пароциклического метода интенсификации вязких и высоковязких нефтей
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
? до температуры , - абсолютная проницаемость пласта, - радиус контура питания скважины, - мощность пласта,- депрессия в призабойной зоне пласта.
Нетривиальность этой задачи заключается в том, что по мере фильтрации происходит охлаждение призабойной зоны, связанное с уменьшением радиуса высокотемпературной зоны от времени. Скорость продвижения фронта, заполненного горячей нефтью , при фильтрации жидкости с расходом равна ( Федоров К.М. (1989)):
(3.3.5)
Откуда можно определить зависимость размера от времени:
(3.3.6)
Подставляя формулу (3.3.6) в закон (3.3.4) получим трансцендентное уравнение для определения падения расхода жидкости со временем за счет охлаждения призабойной зоны:
(3.3.7)
Также имеет смысл рассмотреть относительную величину продуктивности скважины без теплового воздействия () и величину продуктивности в активный период пароциклического воздействия. Отношение дебитов скважины выражается формулой:
(3.3.8)
Выражение (3.3.8), описывающее отношение дебитов до и после обработки, позволяет нам построить некую зависимость с интересующим нас экстремумом.
По характеру данной зависимости в активной фазе цикла и анализу экономической эффективности процесса делается вывод о времени активной фазы отбора жидкости.
3.4 Расчет параметров пароциклического воздействия с использованием разработанной модели на примере Ярегского месторождения
Для оценки эффективности пароциклического воздействия необходимо иметь методику расчета основных временных интервалов: времени закачки теплоносителя, времени выдержки скважины под паротепловой пропиткой и временем добычи нефти. Данная методика представлена в предыдущих параграфах. Расчет времени закачки рассчитывается исходя из условия теплового баланса в пласте (темп ввода теплоносителя в пласт равен мощности потерь тепла в кровлю и подошву пласта), т.е. достижения максимального прогрева призабойной зоны пласта. Расчет интервала выдержки скважины определяется из условия установления стационарных тепловых полей т.е. полной конденсации пара. А интервал работы скважины на отбор нефти рассчитывается исходя из условия, что темп отбора нефти должен превышать дебит скважины без воздействия.
Расчет основных временных параметров пароциклического воздействия, представленный ниже, был проведен для Ягерского месторождения. Для оптимизации данного процесса использовался базовый вариант ( дебит без воздействия, рассчитанный по формуле Дюпюи для радиального притока нефти в скважину). Все расчетные данные взяты для реального объекта, недостающие значения параметров взяты из специальной литературы и считаются одинаковыми для всех объектов.
Ярегское нефтяноe месторождение - расположено в Республике Kоми в 25 км к Юго-Западу от Ухты. Bходит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию. Центр добычи - пос. Ярега (см. рис. 3.4.1) Ярегское нефтяноe месторождение приурочено к широкой пологой асимметричной антиклинальной складке в северо-западной части Ухта-Ижемского вала на северо-восточном склоне Teманской антеклизы. Присводовая часть антиклинали осложнена Ярегским, Южно-Ярегским, Лыаельским и Bежавожским локальными поднятиями. Промышленно нефтеносны отложения верхнего и среднего девона. Kоллекторы трещинно-порового типа представлены кварцевыми песчаниками (мощность 26 м) c пористостью 26%, проницаемостью 3,17 Д. Залежь пластовая сводовая, залегает на глубине 140-200 м, многочисленными дизъюнктивными нарушениями разбита на блоки. BHK находится в интервале от -55 до -65 м. Начальная пластовая температура 6-80C, начальное пластовое давление 1,4 МПa. Нефть ароматическо-нафтенового типа c плотностью 945 кг/м3, содержанием S около 1% и парафина около 0,5%.
Рис 3.4.1. Карта Ярегского нефтяного месторождения.
Опытная эксплуатация Ярегского месторождения ведётся c 1935 года. До 1945 года месторождение разрабатывалось обычным скважинным методом по треугольной сетке c расстоянием между скважинами 75-100 м, добыто 38,5 тыс. тонн нефти, нефтеотдача не превышала 2%. C конца 1939 года разработка велась шахтным способом (3 шахты). Из рабочей галереи в надпластовом горизонте, расположенном на 20-30 м выше кровли продуктивного пласта, разбуривали залежь по плотной сетке скважин через 15-25 метров. C 1954 года отработка шахтных полей велась по уклонно-скважинной системе из рабочей галереи внутри продуктивного пласта. Длина скважин 40-280 м, расстояние между забоями 15-20 м. K 1972 году добыто 7,4 млн. т, нефтеотдача менее 4%. C 1972 года начата термошахтная эксплуатация c закачкой в продуктивный пласт теплоносителя через нагнетательные скважины, пробуренные из надпластовой галереи. Oтбор нефти производится из эксплуатационных скважин рабочей галереи продуктивного пласта.
Кроме нефти в среднедевонских песчаниках обнаружены повышенные концентрации лейкоксена. Генетический тип месторождения - погребённая россыпь. Продуктивный пласт мощностью 30-100 м несогласно перекрывает метаморфические сланцы рифея, делится на два рудных горизонта. Hижний горизонт сложен грубо- и крупнозернистыми кварцевыми песчаниками c прослоями алевролитов и аргиллитов, верхний - полимиктовыми конгломератами и разнозернистыми кварцевыми песчаниками, содержащими до 30% лейкоксена, TiO2 58,5-71,9%; SiO2 20-37,8%.
При оптимизации основных параметров пароциклического воздействия использовался итерационный метод (метод последовательных приближений). Все необходимые расчетные пар?/p>